Excellente
étude de Georges Sapy pour Sauvons Le Climat sur les possibilités, ou plutôt les
impossibilités du stockage que nécessiterait le développement des énergies
intermittente que sont l’éolien et le solaire.
Sur ce blog, un simple résumé,. SVP, si ça vous
intéresse, allez voir l’étude complète et vous pourrez appréciez comment
travaille Sauvons Le Climat, et à quel point c’est plus sérieux que
Negawatt !
L’augmentation
de l’éolien et du solaire implique des besoins de stockage très importants
Pourquoi stocker l’électricité ? L’accroissement des
besoins de stockage de l’électricité est une conséquence directe de l’émergence
de sources d’électricité renouvelables intermittentes, éoliennes et
photovoltaïques. C’est en effet le seul moyen de faire coïncider ces
productions aléatoires et intermittentes et les besoins de consommation,
largement décorrélé.
Sur cette décorrélation, on consultera utilement le thread très bien
argumenté et illustré de François Bréon où l’on peut voir la très belle corrélation
avec la consommation du nucléaire et de l(‘hydraulique ( ça s’est du pilotable
non carboné)…et l’absence totale de corrélation pour l’éolien et pire encore
pour le photovoltaïque (intermittente, non pilotable !)
Et donc, après la nécessité du stockage, on va voir son impossibilité !
Georges Sapy distingue 3 situations :
1) Le
stockage de l’électricité à petite/moyenne échelles pour des durées très
courtes (typiquement stockages journaliers pour les usages
domestiques et tertiaires) est d’ores et déjà opérationnel tout en conservant
des marges de progrès complémentaires. Les batteries électrochimiques
apparaissent de plus en plus comme la technologie de référence pour répondre à
ces applications ?..
Ordres de grandeurs : La consommation moyenne d’un
logement en électricité spécifique (exclusivement dédiée aux applications qui
ne peuvent être satisfaites par une autre forme d’énergie éclairage, appareils
électroménagers, audio-visuel, informatique, etc. hors usages thermiques, donc)
est actuellement de l’ordre de 2 400 kWh/an, soit environ 6,6 kWh/jour. Si l’on
veut stocker une journée de consommation avec une batterie dont le rendement de
stockage/déstockage (électronique de conversion du réseau au réseau comprise)
est de l’ordre de 85 %, il faut donc que la capacité opérationnelle de la
batterie soit d’au moins 6,6/0,85 ≈ 8 kWh environ en valeur arrondie. NB : à
titre indicatif et de comparaison, les voitures électriques les plus récentes
de moyenne gamme ont des batteries dont les capacités sont de l’ordre de 40 à
50 kWh environ
Commentaire :
donc faisable, mais attention, le chauffage est exclu !
2) Le
stockage de l’électricité à moyenne/grande échelle pour des durées courtes à
moyennes (typiquement stockage de quelques heures à quelques jours pour les besoins d’équilibrages
partiels des réseaux d’électricité)
Ordres
de grandeurs :
Si l’on prend l’exemple de la Martinique et de la
Guadeloupe, leurs consommations journalières moyennes sont de l’ordre de 4 et 5
GWh/Jour, respectivement. Un stockage
par batteries Lithium-ion (les plus performantes actuellement) serait
théoriquement possible, mais coûterait très cher ! Aux prix actuels de ces
batteries (≈ 200 €/kWh minimum pour des batteries industrielles de très grande
et en tenant compte d’un rendement de stockage/déstockage global de 0,85, le
dimensionnement de la batterie conduirait à une facture de l’ordre du Md€
(respectivement 0,95 et 1,2 en chiffres ronds).
On voit donc que dès ces niveaux de consommation très
modestes (300 fois inférieurs à la consommation métropolitaine moyenne en ordre
de grandeur) on se heurte à des limites physiques ou économiques. Tout cela
pour stocker une seule journée de consommation moyenne
Si l’on prend l’exemple d’une journée d’hiver très froide
en France métropolitaine, la consommation journalière atteint couramment 1 800
GWh/Jour,…Peut-on stocker une telle quantité d’énergie ? Là encore, le recours
aux solutions de stockage actuellement disponibles permet de prendre conscience
de l’ampleur des limites :
La
capacité totale des 6 STEPs (Stations de transfert d’énergie par pompage) installées en France métropolitaine,
pourtant de puissances / capacités unitaires de stockage très conséquentes, ne
permet de stocker au mieux qu’environ... 100
GWh. Ce qui correspond à... 1h 20mn
seulement de consommation d’une journée très froide ! Il faudrait donc
multiplier par au moins 18 la capacité actuelle de ces STEP, ce qui est
physiquement hors de portée, la quasi-totalité des sites géographiques adaptés
étant équipés.
Le
recours aux batteries n’est pas davantage réaliste. En effet,
installer 1 800 GWh de batteries Lithium-ion coûterait la bagatelle de... 360 Mds€ aux prix actuels ! Tout cela
pour une durée de vie de l’ordre de 10 ans, qu’il faudrait renouveler ensuite….
Même en tenant compte d’éventuelles améliorations, ça ne
le fait pas !
Sans parler des limites
des ressources en Lithium et autres métaux rares entrant dans la
fabrication de ces batteries, ni du traitement problématique de leurs déchets. On se heurte ici à des limites à la fois
physiques et économiques. Tout cela pour satisfaire les besoins de stockage... d’une seule journée froide de consommation !
En tout état de cause très insuffisante, dans la mesure où une absence de vent et de soleil peut dépasser 5 à 7 jours...
Voire plus !
3)
Le stockage de l’électricité à très grande échelle (stockage de MASSE) et pour
des durées pouvant être très longues (stockage INTER-SAISONNIER) n’a
ACTUELLEMENT AUCUNE SOLUTION PHYSIQUEMENT OU ÉCONOMIQUEMENT VIABLE. Ce
type de stockage est pourtant indispensable dans la perspective d’une forte
pénétration d’électricité intermittente éolienne ou photovoltaïque pour pallier
leurs manques (absence totale de vent
et/ou de soleil pouvant durer jusqu’à plusieurs jours consécutifs lors de
conditions anticycloniques hivernales). Les besoins en énergie sont en effet
tellement importants dans ces circonstances qu’aucune solution connue ou
envisagée n’est pour l’instant capable de les satisfaire pour différentes
raisons : (Les STEPs actuellement
installées en métropole sont très loin du compte malgré leurs
puissances/capacités respectables : il faudrait multiplier ces dernières par...
18 pour stocker la consommation d’une seule journée froide d’hiver !)
Autres
techniques présentées comme la solution par les zélateurs des ENR!
1)
Le stockage de l’air comprimé
Là encore, l’ordre de grandeur nous indique que c’est une
plaisanterie. Utiliser un volume de stockage d’air globalement équivalent à celui des capacités
souterraines actuelles de stockage de gaz naturel, pourtant considérables,
ne permettrait de stocker qu’environ
0,3/1,8 = 1/6ème de la consommation d’une seule journée de forte consommation
hivernale (1,8 TWh, cf. plus haut) ! On est donc très loin du compte ce qui
permet de conclure que le stockage d’air comprimé ne permet pas de faire du
stockage de masse, encore moins inter-saisonnier.
Ou encore pour stocker une seule journée de forte
consommation hivernale il faudrait disposer de cavités souterraines à peu
près... 6 fois plus volumineuses que celles (pourtant déjà considérables)
permettant de stocker 3 mois de consommation de gaz naturel. Ce qui se situe
au-delà de toute réalité..
Ceci résulte du fait…incompressible… que l’énergie
mécanique de pression n’est pas assez concentrée. Pour un même volume stocké (celui de l’ensemble des
réservoirs gaziers), l’air comprimé permet de produire 0,3 TWh d’électricité et le gaz ≈ 79 TWh (à partir donc de 132 TWh) !
2) Le stockage chimique (Power to
Gas to Power)
- La seule solution permettant le stockage de masse
inter-saisonnier est le recours au stockage chimique, en l’occurrence sous la
forme de gaz combustibles que sont l’hydrogène ou le méthane de synthèse. C’est
la solution dite « Power to gas to power » en anglais, qui comprend la voie hydrogène (ce dernier étant
produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable
intermittente) et la voie méthanation
qui prolonge la précédente afin d’obtenir du méthane de synthèse par
combinaison d’hydrogène avec du CO2.
Voie hydrogène : Électricité è Hydrogène è
Électricité
Voie méthanation :
è Hydrogène è Méthane è
Électricité
Ordres de grandeurs :
L’énergie transformable en électricité d’un m 3 de
méthane comprimé à 70 bars est à peu près 260 fois plus importante que celle
d’un m33 d’air comprimé à la même pression. Et pour l’hydrogène, le rapport est
de 70. On retrouve là les ordres de grandeur des densités énergétiques des
énergies fossiles carbonées.
Malheureusement, ces modes de stockage souffrent d’un
handicap majeur : leurs chaînes de transformations physiques et chimiques sont
complexes et longues, ce qui entraine des pertes énergétiques très importantes,
conduisant à des rendements globaux très faibles « du réseau au réseau ».
Typiquement, ces derniers sont actuellement de l’ordre de 30 % pour la voie hydrogène et 20 % pour la voie méthanation.
Ce qui signifie concrètement que pour pouvoir déstocker 1 kWh d’électricité, il faut en avoir «
consommé » plus de 3 avec la voie hydrogène et 5 avec la voie méthanation !
Les progrès et études en cours
laissent espérer qu’on peut puisse atteindre un rendements maximum possible de
l’ordre de 43 % pour la voie hydrogène
et 36 % pour la voie méthanation.
C’est mieux mais encore insuffisant.
Quelles sont les conséquences
de ces limites physiques ?
Répétons- le pour pouvoir
déstocker 1 kWh d’électricité, il faut en avoir « consommé » plus de 3 dans la
filière hydrogène et 5 dans la filière méthanation.
Ces faibles rendements ont un impact économique majeur pour deux raisons
qui additionnent leurs effets négatifs car il impose :
- De surdimensionner les
installations, les quelque 3 à 5 kWh d’électricité entrante nécessaires pour
pouvoir déstocker 1 kWh d’électricité sortante devant être utilisés quand ils
sont disponibles, compte tenu de leur caractère fatal car issu de sources
éoliennes ou photovoltaïques non maîtrisables,
- D’acheter (et donc de produire) ces 3 à 5 kWh
d’électricité entrante pour en revendre 1 seul, dont le prix de vente devra
supporter le coût de ces achats.
- Si l’on ajoute que les
sources éoliennes ou photovoltaïques ne fonctionnent qu’une très faible partie
du temps en équivalent de leur pleine puissance (environ 23 % pour l’éolien et
13 % pour le photovoltaïque), il en sera de même pour les installations
d’électrolyse notamment. Elles seront par conséquent d’autant plus difficiles à
amortir, d’autant plus que leur durée de vie risque d’être abrégée par leur
fonctionnement discontinu, ce qui renchérit à nouveau fortement les coûts.
Dans les conditions actuelles de rendement, de coûts d’investissement et de
prix d’achat de l’électricité supposée issue d’éoliennes (de l’ordre de 70
€/MWh minimum) et eu égard aux faibles durées d’utilisation des installations
(< 3 000 heures/an), les coûts de l’électricité déstockée se situent très
approximativement en ordre de grandeur vers : * ≈ 300 €/MWh environ pour la
voie hydrogène, * ≈ 500 €/MWh environ pour la voie méthanation.
On notera que dans l’hypothèse de l’utilisation des seuls surplus
d’électricité intermittente, supposée gratuits, les coûts sont du même ordre de
grandeur car les installations fonctionnent alors encore moins de temps dans
l’année (< 900 heures/an pour fixer les idées) ce qui fait exploser les
coûts d’amortissement. Inutile de souligner que ces coûts sont exorbitants :
ils sont grosso modo 5 à 10 fois supérieurs aux prix moyens du marché spot de
l’électricité qui oscillent fréquemment entre 45 et 60 €/MWh en cet hiver 2018.
Il faut ajouter à ce bilan très
défavorable les conséquences systémiques négatives des pertes énergétiques très
élevées de ces systèmes : en effet, ces dernières doivent être compensées par
des productions d’électricité amont supplémentaires, à raison, pour chaque kWh
déstocké, de 3 – 1 = 2 kWh pour la voie hydrogène et 5 – 1 = 4 kWh pour la voie
méthanation. Si les coûts de ces productions sont déjà pris en compte dans les
coûts globaux ci-dessus, il n’en va pas
de même des effets systémiques collatéraux : il faut en effet multiplier les
moyens de production, ce qui implique des investissements supplémentaires
extrêmement importants pour la collectivité. Sans parler des impacts
négatifs de ces moyens sur l’environnement, les paysages, etc…Er leur
acceptabilité !
Conclusion :
La seule filière physiquement apte à faire du stockage
de masse, y compris inter-saisonnier, celle de l’hydrogène ou du méthane ont à
faire face à la réalité physique et à des rendements extrêmement défavorables.
Cette filière est non seulement
économiquement non viable actuellement, mais les progrès qui seraient
nécessaires pour la rendre viable seront extrêmement difficiles à concrétiser
et très très incertains.
Ce
qui conduit à conclure que le stockage
de masse inter-saisonnier n’a pour l’instant et probablement pour longtemps pas
de solution... En attendant, il est donc IMPOSSIBLE DE SE PASSER DES ÉNERGIES
DE STOCK : nucléaire et/ou gaz naturel.
Le
stockage pour rendre les EnR intermittentes propre n'existe pas et n'existera
pas dans un avenir proche à un prix acceptable et en quantité suffisante pour
le backup de l'intermittence
Commentaire sur la production d’hydrogène. L’étude oblige
à critiquer sérieusement ce mantra des partisans d’un développement important
des ENR qui consiste à les développer en très importantes surcapacités ( mais
où, comment, avec quelle acceptabilité et quel coût écologique) et utiliser l’hydrogène pour stocker leur
surplus de production quand surplus il y a. C’est thermodynamiquement,
physiquement et économiquement tout simplement trop coûteux et non supportable.
Ca le fait tout simplement pas
Si par contre, l’hydrogène
devait devenir un vecteur important de la mobilité ( la voiture à hydrogène
supplanterait la voiture électrique, elle a quelques atouts pour cela et Toyota
et BMW sont bien décidés à explorer sérieusement cette voie), alors il faudrait
trouver des moyens de produire massivement de l’hydrogène décarboné.
Electrolyse : La manière la plus verte de produire de
l’hydrogène est par électrolyse, ce qui signifierait des besoins
supplémentaires importants en nucléaire ( production massive, pilotable et
décarbonée)
Actuellement, l’électrolyse ne
représente que 4% de la production d’hydrogène.
Décomposition thermique de l’eau : Une autre
manière verte de produire de l’hydrogène est par décomposition thermique de
l’eau, ce qui nécessité d’atteindre des chaleurs de 900 à 1000 degrés. Là, deux
sources d’énergies peuvent être utilisables : le solaire à condensation,
mais cette solution est peu explorée.
En revanche, une autre solution
est techniquement validée : les
réacteurs nucléaires à très haute
température (VHTR) ont été d’emblée destinés à la cogénération
d’électricité et d’hydrogène. Les VHTR peuvent être construits de façon
modulaire (SMR), dotés de sûreté passive et d’une efficacité thermique élevée.
Leur construction modulaire permet des coûts d’opération et de maintenance
modérés.
Plusieurs prototypes sont en
cours d’évaluation : au Japon, le HTTR ; en Chine, le HTR10 ; aux États-Unis,
General Atomics évalue un SMR/EM2 (850°C) à neutrons rapides, de rendement
élevé (53%), pouvant opérer pendant 30 ans avec le même combustible.
En résumé, en cas d’impulsion
économique forte en faveur d’une production industrielle centralisée
d’hydrogène/énergie, la filière VHTR
dispose d’une base technologique déjà robuste, les incertitudes subsistant
dans les technologies des matériaux résistant aux corrosions sévères aux très
hautes températures et aux radioactivités intenses.
Biomasse : aucun intérêt, le coût de la matière première reste trop élevé et
privilégie la production, plutôt que d’hydrogène, de biocarburants liquides
directement injectables dans les réseaux existants.
Le vaporeformage des hydrocarbures (Steam Methane
Reforming en anglais) : Ce procédé de production est
actuellement ultra-dominant (96%).
Ce vaporeformage du méthane,
après désulfurisation du gaz naturel, se fait en deux étapes à haute
température (entre 700°C et 1 000°C) selon les réaction suivantes :
H2O
+ CH4 → CO + 3 H2 (fortement endothermique : + 190 kJ/mole)
CO
+ H2O → CO2 + H2 (faiblement exothermique : - 40 kJ/mole)
À la sortie du vaporéacteur,
l’hydrogène pur est séparé du CO2 qui peut être capturé.
Le gros
inconvénient : le vaporeformage est associé à une très lourde émission
de CO2 : pour une tonne de H2 produite, 10 à 11
tonnes de CO2 sont produites
et en général émises dans l’atmosphère.
Le
vaporeformage est le procédé le plus économique actuel pour produire
l’hydrogène industriel. Évalué à 1,5 €/kg, son coût au kg reste cependant
le triple de celui du gaz naturel hors taxe carbone (donc en ne tenant pas
compte de sa lourde empreinte environnementale).
Le problème est que ni
écologiquement (11 tonnes de CO2 pour une tonne d’hydrogène produit), ni
économiquement, on a intérêt à transformer du gaz en hydrogène lorsqu’on peut
utiliser le gaz…C’est absurde, et c’est absurde à tout point de vue de
remplacer un véhicule GPL par un
véhicule hydrogène en générant l’hydrogène par vaporeformage !
Le vaporeformage ne peut être
une source ni d’hydrogène vert, ni d’hydrogène pour la mobilité. Assez
logiquement d’ailleurs, il ne peut être qu’une production d’hydrogène pour les
cas spécifiques où celui-ci ne peut être remplacé par le gaz !
